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06/03/2019

Quels obstacles à surmonter pour interconnecter les réseaux ? [Cycle Synergie des réseaux - 2/5]

Alors que l’efficacité énergétique constitue un enjeu primordial pour tous les secteurs d’activité, l’optimisation du système énergétique, à travers une maitrise des flux, de la consommation et du mix de production, apparait comme déterminante. Dans ce contexte, l’interconnexion entre les différents réseaux énergétiques semble incontournable car elle permet de créer des synergies vertueuses qui rendent possible le pilotage du système énergétique dans son ensemble tout en augmentant sa flexibilité et en minimisant son empreinte carbone. Plusieurs technologies permettent notamment des conversions entre les trois principaux vecteurs énergétiques en France : l’électricité, le gaz et la chaleur.

Les synergies des réseaux permettent d’optimiser nos ressources et nos infrastructures énergétiques

L’intérêt de développer de fortes synergies entre les réseaux énergétiques réside principalement dans l’augmentation de leur flexibilité, la minimisation des pertes d’énergie fatale et un meilleur pilotage en fonction de la demande.

Le réseau électrique français est de plus en plus sollicité lors des pics de consommation : les maxima annuels ont augmenté de 18% entre 2001 et 2017, avec un pic record de 104 GW d’appel de puissance lors de l’hiver 2012. Ces pics contraignent le réseau électrique à une surcapacité qui entraine des coûts d’investissement et de maintenance élevés ainsi qu’une complexité de gestion accrue. De meilleures interactions avec les réseaux de gaz et de chaleur pourraient permettre de soulager le réseau d’électricité en période de forte contrainte. Ces synergies sont possibles grâce à des équipements hybrides comme la pompe à chaleur gaz/électricité, qui adapte sa source d’alimentation à l’état du réseau, ou encore la cogénération, particulièrement utile lors des pics hivernaux car elle permet de produire à la fois de la chaleur et de l’électricité à partir de gaz.

Une autre problématique concerne la production d’électricité à partir de sources d’origine renouvelable. Afin d’assurer l’équilibre du réseau, l’électricité renouvelable produite en dehors des périodes de consommation est régulièrement vendue à prix négatif. L’Allemagne a ainsi connu, en 2017, 185 jours avec des prix négatifs sur le marché infra-journalier. Une augmentation de la flexibilité du réseau permettrait d’envoyer des signaux positifs pour le développement des ENR[1]. Dans cette optique, les solutions de Power-to-Gas (P2G), comme l’électrolyse de l’eau ou la méthanation, font actuellement l’objet de nombreuses expérimentations. Grâce à des rendements pouvant atteindre 85%, ces technologies s’établissent comme une réelle opportunité d’augmenter la flexibilité du réseau électrique en s’appuyant sur les infrastructures gazières, notamment les capacités de stockage.

Dans un contexte de réduction de l’impact environnemental, la récupération d’énergie fatale d’un réseau pour l’injecter dans un autre est encore une piste de synergie à l’étude. GRTgaz est à l’origine d’un projet nommé TENORE qui cherche à valoriser l’énergie émise lors de la détente du gaz naturel sous forme d’électricité (en grande partie produite sans émission de GES[2]). Ce système pourrait permettre de récupérer jusqu’à 130 GWh d’électricité par an sur l’ensemble du réseau de GRTgaz, soit 30% de sa consommation.

Plusieurs obstacles doivent être dépassés pour accélérer le développement des réseaux multi-énergies

Les nombreux avantages des couplages entre réseaux ne doivent pas masquer les obstacles qui freinent un développement conséquent. En premier lieu, créer des réseaux multi-énergies fait appel à plusieurs technologies, dont certaines sont déjà matures (comme la cogénération) et d’autres encore à l’étude (comme le Power-to-Gas). Le Power-to-Gas fait parfois l'objet de débats autour des impacts de l'injection d'hydrogène dans le réseau de gaz naturel. En effet, l’hydrogène, au cœur de cette technologie, est très volatile et inflammable. La molécule de dihydrogène étant presque 3 fois plus petite que la molécule de méthane, les risques de fuites sont augmentés. Par ailleurs, la limite d’explosivité (concentration maximale du gaz dans l’air qui permet que celui-ci s’enflamme) de l’hydrogène est bien supérieure à celle du gaz naturel (75% contre 15%). Comme expliqué par P. Prunet dans son interview, « Dans un réseau existant qui n’a pas été conçu pour l’hydrogène, comme c’est le cas en France, il est nécessaire de faire des études préliminaires, voire des adaptations, pour intégrer progressivement l’hydrogène.». S’ajoute à ces contraintes la rentabilité économique actuellement limitée de telles installations. Les études de l’Agence Internationale de l’Energie anticipent qu’en 2050 les coûts de production de gaz via du P2G seront encore largement plus élevés que le prix de gros du gaz naturel, environ deux fois plus pour la filière d’hydrogène et jusqu’à quatre fois plus dans le cas de la méthanation. Pour statuer sur la viabilité des projets, il est donc essentiel d’associer les critères techniques, économiques et environnementaux.

Au-delà des enjeux technico-économiques, les nouvelles technologies de l’information sont un aspect incontournable d’un système multi-énergie, car elles permettent un pilotage en temps réel de l’équilibre offre/demande, crucial pour dégager les gains espérés. Conscients de cet enjeu, GRTgaz, RTE et Teréga ont créé la première plateforme open data multi-énergies en France : Open Data Réseaux Énergies. Cependant, la diversité des sources d’énergie mises en œuvre augmente la complexité de ces systèmes multidirectionnels qui restent pour la plupart au stade d’expérimentation. Les progrès récents de l’intelligence artificielle et la capacité de traiter des quantités importantes de données, ouvrent néanmoins de nouvelles perspectives pour décloisonner les énergies. 

Enfin, un effort de sensibilisation doit s’opérer auprès des consommateurs. D’une part, les technologies permettant de mutualiser les réseaux ont des impacts sur les processus industriels (prise en compte de l’hydrogène dans les processus, maintien de pression pour des dispositifs de détentes avec turbine, optimisation de la consommation…), et les investissements risquent de se traduire par un coût à court terme pour le consommateur.

Préparer et expérimenter les interactions entre les réseaux, un objectif national pour la transition énergétique

Conscient des avantages et enjeux associés aux transferts d’énergies entre les réseaux, le gouvernement a intégré des actions concrètes à la PPE[3] de 2016 et entend soutenir les projets de R&D pour optimiser le fonctionnement et les coûts à différentes échelles. Ces études sont essentielles pour identifier les débouchés rentables et déterminer l’association de technologies qui permet d’atteindre le meilleur rendement.

A l’échelle territoriale, les PCAET[4] prévoient un développement coordonné des réseaux énergétiques. En effet, envisager une interaction entre les réseaux et flux d’énergies permet une mutualisation des investissements et des coûts de maintenance grâce à une meilleure gestion des besoins au niveau local.

Par ailleurs, parmi les recommandations et leviers de soutien mentionnés dans la PPE, figurent les projets de démonstration visant à développer des solutions de stockage et en particulier le Power-to-Gas. Le projet Jupiter 1000 en construction à Fos-sur-Mer doit par exemple permettre de tirer des enseignements pour de futures plateformes. Cofinancé par l'Union Européenne (Fonds FEDER), l'Etat (Investissements d'Avenir confiés à l'ADEME) et la Région Provence-Alpes-Côte d'Azur, ce démonstrateur industriel a pour but de démontrer le potentiel du stockage d’électricité renouvelable excédentaire en gaz via différentes technologies d’électrolyse et de méthanation.

Dans une récente étude[5], l’ADEME analyse le recours au « Power to X » et envisage un développement à grande échelle de ces technologies dans son scénario hypothétique d’un mix électrique 100% renouvelable en 2050 pour décarboner les réseaux. L’agence estime que leur potentiel dépend du coût de la tonne de CO2. En particulier, dans le cas d’une contrainte économique à 1 000 € par tonne de CO2 (scénario « aux limites »), le potentiel est estimé à 186 TWh d’électricité par an convertis en méthane en 2050, ce qui permettrait de satisfaire 71% des besoins annuels de gaz en France.

L’enjeu de développement de ces technologies est donc bien à prendre en compte dans le contexte global de transition énergétique. Si le besoin de passer à une échelle industrielle n’apparaîtrait pas en France avant 2025-2030 selon la PPE, il est indispensable d’encourager dès aujourd’hui les démonstrateurs et les efforts de R&D qui permettent de définir le potentiel de chaque projet grâce à une association des critères techniques, économiques et environnementaux.  Le récent appel à projets « Réseaux Energétiques Optimisés (axe 4) » de l’ADEME en est une traduction concrète. Néanmoins, les aides restent actuellement plutôt orientées sur des technologies précises que sur la conception d’un réseau multi-énergies dans son ensemble.

Mutualiser les réseaux implique un changement de paradigme complet, cela demande de raisonner à différentes échelles (locales et nationales) et de combiner une multitude de paramètres. Les collectivités locales ont ainsi un rôle essentiel à jouer, accompagnées par les associations et les institutions. Les répercussions attendues devraient aller au-delà des objectifs énergétiques et impacter non seulement les gestionnaires de réseaux mais également les consommateurs (arrivée de nouveaux acteurs et de nouveaux métiers, responsabilisation du consommateur, développement de services…).

 

Retrouvez l'infographie associée : Des technologies multi-énergies à différents niveaux de maturité [Cycle Synergie des réseaux - 1/5]

Sia Partners

 

[1] Energies Renouvelables

[2] Gaz à Effet de Serre

[3] Programmation Pluriannuelle de l’Energie

[4] Plan Climat Air Energie Territorial

[5] « Un mix électrique 100% ENR en 2050 : quelles opportunités pour décarboner les systèmes gaz et chaleur ? », Ademe, septembre 2017.

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